渤海A油田东营组古地貌及薄层滩坝发育规律

周连德，张建民，穆朋飞，朱建敏，崔龙涛

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)



渤海A油田东营组古地貌及薄层滩坝发育规律

周连德，张建民，穆朋飞，朱建敏，崔龙涛

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)

古地貌是滨浅湖滩坝砂体形成的主控因素，通过去压实校正恢复地层原始沉积厚度、通过“岩相分析+相序法”精细校正沉积时水深，对古地貌进行精细恢复，再通过预测浪基面深度确定滩坝沉积体边界，刻画出滩坝沉积范围，并利用属性分析和地层切片技术进行滩坝砂体厚度预测，确定渤海南部海域古地貌主控下滩坝发育的规律。

滩坝；古地貌；水动力；储层预测；渤海油田

周连德，张建民，穆朋飞，等.渤海A油田东营组古地貌及薄层滩坝发育规律[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2016，31(6)：32-38.

ZHOU Liande,ZHANG Jianmin,MU Pengfei,et al.Geomorphology and thin beach-bar sandbody distribution law of Paleogene Dongying Formation in A Oilfield,Bohai Bay,China[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(6):32-38.

引 言

滩坝砂是渤海湾盆地渤海油田中深层常见的储层类型之一，目前勘探程度低、分布面积广，具有巨大的勘探开发潜力。相对浅层而言，其储层预测存在诸多难题：①稀井网难以控制砂体展布：在海上开发成本高、钻井平台井槽有限等情况制约下，探井资料少、密度低，井网对砂体的控制程度较低。②储层特征复杂：砂泥岩薄互层(单层厚度一般小于8 m)、埋藏深，储层横向变化大，主控因素尚不清楚。③现有资料品质较差：受地震资料信噪比、分辨率(主频15 Hz)等因素的影响，单一地球物理方法预测砂体分布范围难度很大[1-5]。目前尚未见有效手段精细刻画中深层滩坝边界及砂体厚度等，因此，探索一套高效的中深层滩坝相储层预测技术具有重要意义。

本文以渤海A油田东营组滩坝相J砂层为研究对象，提出了基于精细古地貌主控下的储层定量刻画技术，综合古地貌恢复、古水动力等确定滩坝边界范围及发育特征,在边界内根据地震属性精细刻画砂体展布的方法，以解决常规地球物理情况下遇到的多解性难题，为中深层滩坝相储层预测提供一种行之有效的方法。

1 工区概况

渤中A油田位于渤海南部海域，黄河口凹陷中部。油田总体构造特征是一个北东向展布的断裂背斜，内部发育2组北东向和近东西向的断裂，油藏类型主要为构造层状油藏(图1(a))。目的层段东营组J砂层为A油田的主力油层，位于古近系东营组中段，由上下2套稳定分布的滩坝相砂岩构成,厚度在8 m以下(图1(b))。普遍埋深在2 800 m以上，目前地震主频为15 Hz，可分辨厚度在45 m左右，因此，单一依靠地震方法确定J砂层展布比较困难。本文针对J砂层滩坝相的沉积特点、主控因素等进行综合研究，提出基于精细古地貌-地震属性优选的储层定量刻画技术，综合古地貌恢复、水动力条带等确定滩坝边界“零线”及分布，利用地震属性分析及地层切片技术精细刻画砂体展布。

图1 研究区区域位置及J砂层地层对比Fig.1 Regional map of the studied area and stratigraphic correlation diagram of J sand layer

2 古地貌恢复

古地貌、古水动力、古物源等3种因素主要控制了滩坝的成因机理，其中对古地貌控砂模式的研究较多。前人研究认为古地貌对砂体展布影响较大，朱筱敏等[6-9]学者认为，原始沉积时期地貌形态与滩坝砂体的分布直接相关(图2)，滩坝展布具有“滩砂成片，坝砂成带”的特点。故此，精细古地貌恢复是平面上预测滩坝砂展布的前提。

图2 湖盆碎屑滩坝沉积模式(据朱筱敏等，1994)Fig.2 Sedimentary mode of clastic beach and bar (according to Zhu Xiaomin et al,1994)

由于东营组J砂层沉积时期以滩坝环境为主，水体较浅，研究区A油田的古地貌恢复采用回剥法，即对地层进行精细解释后，通过去压实校正恢复地层原始沉积厚度，并提出“岩相分析+相序法”精细校正沉积时水深，最终恢复沉积时原始地貌的方法(图3)。

图3 精细古地貌恢复流程Fig.3 Fine ancient landform recovery process

2.1 地层压实校正

地层压实校正是古地貌恢复过程中关键的一

步。本研究根据工区砂-泥岩孔隙度与深度的关系，利用实测孔隙度数据拟合砂-泥岩的孔隙度(Φ)-埋深(H)曲线，得到适用于本工区的泥岩、砂岩Φ-H方程

泥岩：φ=0.594 7exp(-0.000 722×H),

砂岩：φ=0.491 6exp(-0.000 452×H)。

从录井资料统计出地层不同岩性的含量，根据骨架积分方程模型恢复渤海A油田东营组20余口井地层原始厚度。经统计分析上述研究结果，地层压实率一般是1.8～2.0(表1)。

2.2 古水深恢复

地层厚度只作压实校正来表征古地貌，是对地貌的定性描述，还需进行古水深校正后才可定量化研究地形坡度等。古水深定量恢复难度较大，由于工区以滩坝沉积为主， 本次研究提出古水深恢复新思路：即以常规岩相分析法确定水深大致范围，采用特色的“相序法”精细标定水深。

岩相分析是根据颗粒粒度、岩石沉积构造与地

表1 东营组地层去压实校正Tab.1 Decompaction correction of Dongying Formation

化标志等来确定水深的大致范围。从湖岸到湖心，砂砾岩沉积变少，泥质含量增多，故分析岩石颗粒粒度变化可以反映原始沉积时的水深，如中粗砂及砾岩沉积发育时的水深一般是1～10 m，粉砂岩和细砂岩沉积发育时的水深约为5～20 m。湖盆水深以及水动力强弱也影响着沉积构造类型的发育，如在水深5～20 m的环境下，波状、平行层理发育较多。

相序法标定水深，即不同水动力条带内发育不同成因的滩坝，如近岸坝、远岸坝和沿岸坝等，根据滩坝形成位置及厚度可推断其成因， 每个条带内的单滩坝厚度近似于该处水体深度，即单期滩坝从发育开始到结束时的厚度为形成滩坝时的水深[10-11]。因此，根据恢复出的砂体厚度便可推断出此处水深(图4)。首先在岩心观察中判定该时期形成水动力条带的位置，之后对单砂岩厚度进行去压实校正，最后计算出不同水动力带的古水深。以3D井为例(图5)，该取芯段的储层顶底与红色泥岩直接接触，砂岩以粗砾为主，分选较差，定向排列，泥质含量较高，滴盐酸未见明显的气泡反应，确认该段处于水动力条件中等的暴露环境——冲浪带，限定水深范围1～6 m，形成沿岸坝砂体；由于冲浪带中一个完整滩坝沉积时厚度近似于形成时的水深，砂岩厚度恢复后约3 m，即为此处古水深。

图4 相序法古水深恢复示意图Fig.4 Schematic diagram for recovery of ancient water depth by phase sequence

图5 3D井取芯段描述及沉积构造Fig.5 Core description of well 3D

2.3 古地貌展布特征

古地貌校正后，工区地貌分布特征见图6。东营组早期，渤中A油田沉积时期地形平缓(坡度小于1°)，四周为滨浅湖环绕，局部发育深湖区,东部、北部和西南部最深处约25 m。工区中部呈现明显的条带状地貌隆起，东部地势较低，坡度较大，北部地势高于南部，总体呈现出“北高南低，东陡西缓，中部低洼”的古地貌形态，中部水下低洼处在四面古隆起遮挡下形成背浪带，滩坝难以发育。

图6 渤海A油田东营组沉积时期的古地貌Fig.6 Geomorphology of Bohai A oilfield in the sedimentary period of Dongying formation

3 滩坝砂体的展布规律

3.1 平面沉积范围的确定

滨岸地区主要包括冲浪带、破浪带、碎浪带。冲浪带主要发育沿岸坝砂体，碎浪带主要发育近岸坝砂体，破浪带主要发育远岸坝砂体(图7)，如3D井主要发育沿岸坝砂体(图5)。前人研究认为，浪基面以下水动力条件较弱，碎屑滩坝较不发育，故浪基面控制了滩坝储层的发育范围[12]。工区多口井钻后研究也进一步证实，古地貌低点处或浪基面以下，滩坝储层不发育或较薄(厚度<4 m)。

图7 滨岸带水动力分布图Fig.7 Hydrodynamics distribution pattern in shore zone

本次滩坝展布范围精细刻画方法是建立渤海南部海域的水动力分布模型，通过预测浪基面深度确定滩坝沉积体边界，进而在精细古地貌基础上精细刻画出滩坝沉积范围，预测浪基面深度是刻画滩坝沉积范围的关键。

浪基面受古风力影响较大，浪基面水深约等于1/2波长。因此，要确定浪基面深度范围，首先要得到不同风力下形成的波浪波长。本次研究借用临近的东营凹陷5种风力计算方法，取平均值作为渤南海域的风级，确定最大波浪波长和浪基面深度的关系[13]。

结合碎浪带波浪的几何学参数，研究最大波长及其影响下近岸坝厚度的关系，根据岩心观察确定近岸坝厚度H，从而反推形成时期最大波浪波长L。据Michell(1994)得到的近岸坝厚度H与最大波长L关系式：lim(H/L) =0.14，计算出碎浪带中不同风级控制下的近岸坝厚度H和最大波长L，从而得出相应的浪基面深度值即L/2(表2)。通过岩心观察确定研究区近岸坝厚度为4 m，即6级风条件下形成，最大波长28 m，此时近岸坝形成时的浪基面深度为-14 m左右，并在古地貌图上刻画出浪基面范围，即滩坝沉积体边界(图8)。

结果表明，工区西南部水较深，处于浪基面之下(水深大于14 m)，一般不发育滩坝砂， 据此刻画浪基面(即滩坝零线)分布范围，即为研究区的沉积边界，而研究区中部低洼处水体略深，发育滩坝砂体一般较薄，北部和南部处于浪基面之上，滩坝沉积体比较发育。

表2 渤南海域东营组时期风级与波浪波长、 浪基面、近岸坝厚度的关系Tab.2 Relationships between wind scale and wavelength, wave base depth,nearshore bar thickness in the sedimentary period of Dongying formation

3.2 地震属性约束下砂体厚度的刻画

古物源、古地貌和古水动力共同影响着砂体展布，物源影响滩坝发育期次，导致预测工作困难较大。通过古地貌刻画砂体展布、预测分布范围，同时还需要借助地球物理手段辅助研究。目的层段地震垂向分辨率为45 m，统计全区已钻井钻遇J砂层的砂体厚度均小于地震分辨率的1/4。正演实验证实，目的层位的振幅类属性随砂体累计厚度的增大而增大，表明利用地球物理手段预测本工区砂体厚度是可行的(图9)。

本次研究利用属性分析和地层切片技术相结合进行砂厚预测。利用地层切片技术，去除泥岩冗杂信息，选取最能体现J砂层的层段提取信息。研究目的层东营组J砂层砂体厚度较薄，精确确定砂体纵向分布位置对于地震振幅属性提取和地层切片标定十分关键。本研究利用GR曲线，标定单井J砂层砂体在地震剖面上的位置，为精确提取时窗内振幅属性做准备。统计了近20口井J砂层所在的切片位置，选择最能展现J砂层展布的切片，结果表明，J砂层主要分布在切片S1—S5之间。由于振幅属性能够反映砂体厚度的变化，因此，在S1—S5之间进行砂体时窗类属性精确提取，选择振幅类的均方振幅属性进行砂体分布刻画(图10)。

结果表明：研究区湖心处于工区北侧，滩坝砂层主要发育在A油田北部迎浪岸，呈东南—西北向展布，其中东北部砂体最厚，一般大于10 m；工区中部地貌较低，处于浪基面之下，砂体较薄或不发育；工区南部发育部分储层，呈近东西向展布，厚度一般6 m左右。

选取多口井作为盲井，检验“地层切片+属性预测”技术在工区滩坝储层预测中的应用效果。油田内滩坝平均厚度约7 m，定义大于7 m为厚储层，小于7 m为薄储层。预测厚储层为黄色强振幅反射，薄储层呈绿色弱振幅反射。实际单井处的振幅强度与砂厚对应关系表明，在浪基面定义的沉积边界内，A油田处的吻合度近74%，反映振幅与砂厚对应关系较好(表3)。而在A油田南部，实际钻井数据与预测厚度吻合度较差，这也证明单靠地震属性预测砂厚分布不一定准确。

表3 渤海A油田砂厚与地震振幅强弱对比Tab.3 Comparison of sand thickness with strength of seismic amplitude of Bohai oilfield

3.3 滩坝发育规律

渤海A油田整体呈现宽缓的斜坡带，发育大范围的滨浅湖沉积，其中深湖区范围较小，有利于滩坝砂体的形成和分布。中部呈现出明显的条带状地貌高地，东西部地势较低，且东部地貌较陡，北部地势高于南部。其中地貌高点周缘附近滩坝砂体较发育，然而，最高点不一定是沉积最厚处；工区中部低洼处，处于浪基面之下，在四周阻挡下滩坝一般发育较薄或不发育；工区北部及东部，地势较低，水较深，水动力较弱，一般不发育滩坝(图11)。在建立古地貌主控下滩坝砂发育模式的基础上，总结了滩坝砂发育特征：

图11 渤海A油田古地貌主控的滩坝发育模式Fig.11 Sedimentary mode of beach and bar controlled by paleogeomorphology in Bohai A oilfield

(1)平坦的台地背景下，滩坝整体发育；

(2)地貌高点周缘(2-P2，B4井)砂体较发育，而最高点并非沉积最厚的位置；

(3)凸起间的洼处(P11井)在四周阻挡下滩坝不发育；

(4)地貌浪基面下(4-3，3-1井)波浪难触及，不发育滩坝。

研究区湖心处于工区北侧，滩坝砂主要发育在工区北部的迎浪岸，在整体平坦地形下滩坝大范围分布，呈东南—西北向展布。工区东部、北部及西南部水较深，处于浪基面之下(水深大于14 m)，水体能量较弱，一般不发育滩坝砂。东北部地区处于地貌高点，同时又位于迎浪岸，在波浪多次冲洗下沉积厚层砂体，厚度一般大于7 m，最厚处达10 m；然而地貌高点不一定为砂体最厚，物源供给、地貌组合特征及水动力变化均对砂体分布有重要影响。工区中部地貌较低且处于浪基面以下，受四周高点阻挡，水体能量较弱，发育较薄砂体(厚度小于4 m)或不发育。工区南部发育部分储层，呈近东西向展布，厚度一般6 m左右。

4 研究意义

利用古地貌控砂模式和地层切片-属性分析技术联合预测渤中A油田的滩坝相砂体展布规律，解决了利用常规地球物理手段预测中深层滩坝相薄储层时遇到的多解难题。研究发现，古地貌是滩坝沉积体发育的主控因素，浪基面水深为滩坝沉积体发育的边界。在边界约束下，利用地层切片技术提取属性刻画砂体厚度，结果表明，在研究区高点周缘吻合率较高。因此，通过古地貌高部位控制，已钻井实钻厚度的有效验证，确定了研究区下一步的挖潜方向：工区西北部和南部处于地貌高部位，周缘无其他遮挡，在浪基面之上，振幅类属性表明该区砂体较厚，储层比较发育，均揭示工区西北部的古地貌高点周缘是下一步油气挖潜的方向(图12)。

为了有效指导下步钻探，根据滩坝砂体发育规律将工区划分为3个区带，分别为钻探有利区、次有利区和非有利区，其中有利区滩坝砂体发育，储层厚度在4 m以上，最厚处达10 m，为钻探优先区；次有利区滩坝砂体较发育，储层厚度在4 m以下，为钻探接替区；非有利区在浪基面以下，滩坝砂体不发育，不建议进行钻探。由于工区内成藏条件较好，储层是否发育是油气成藏的关键因素，因此，钻探有利区是下步开发的重点。针对钻探有利区，目前新设计4口开发井。

图12 J砂层钻探有利区分布Fig.12 Distribution graph of drilling favorable area

5 结 论

(1)东营组早期，渤中A油田沉积时期地形平缓(坡度小于1°)，总体呈现“北高南低，东陡西缓，中部低洼”的地貌形态，东部、北部和西南部发育深湖区，最深处约25 m。

(2)工区范围内浪基面深度为14 m，为滩坝沉积体发育边界，东部、北部和西南部水深超过14 m，局部水深超过25 m，一般不发育滩坝砂，古地貌高部位北侧和南侧砂体最厚，厚度一般大于7 m，最厚处达10 m，中部低洼处位于背浪带，滩坝砂不发育。

(3)工区划分为滩坝砂钻探有利区、次有利区和非有利区3个区带。

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责任编辑：王 辉

Geomorphology and Thin Beach-bar Sandbody Distribution Law of Paleogene Dongying Formation in A Oilfield,Bohai Bay,China

ZHOU Liande,ZHANG Jianmin,MU Pengfei,ZHU Jianmin,CUI Longtao

(Bohai Petroleum Research Institute,Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin 300452,China)

Palaeogeomorphology is the main control factor in the formation of lacustrine beach and bar.The palaeogeomorphology of Bohai A oilfield in Dongying Formation period is restored:the original thickness of sedimentary strata is restored by decompaction correction,and a new method,and the paleowater depth is restored by "lithofacies analysis and sand genetic analysis".On the basis of palaeogeomorphology,the boundary of beach-bar sedimentation is determined by estimating the depth of wave base,and the thickness of the beach-bar sandbody is predicted by attribute analysis and stratal slicing technique.The beach and bar developing mode in the south of Bohai bay controlled by palaeogeomorphology is obtained.

beach-bar;paleogeomorphology;hydrodynamics;reservoir prediction;Bohai oilfield

2016-07-07

国家科技重大专项“渤海海域大中型油气田地质特征”(编号：2011ZX05023-006-002)

周连德(1982-)，男，硕士，主要从事石油开发地质及储层预测与评价研究。E-mail:zhould@cnooc.com.cn

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.06.005

TE122

1673-064X(2016)06-0032-07

A